El primer párrafo del artículo en referencia, publicado en Aporrea, el jueves pasado, no deja de ser insultante. ¿Cómo puede distorsionarse la realidad venezolana... por confusión intencionada o no entre recursos contingentes y reservas probadas?. Es inconcebible que se ponga en duda que conceptos tan básicos como recursos y reservas no puedan ser diferenciados por PDVSA y el Ministerio de Petróleo y, por ende, por los profesionales encargados de calcular y reportar nacional y mundialmente los volúmenes de hidrocarburos con los que cuenta el país. Es como si a mi se me ocurriera decir que un economista, como cmp, pudiera confundirse o no saber la diferencia, por ejemplo, entre PIB y presupuesto de un país. No lo irrespetaría, de ninguna manera. Venezuela sigue los lineamientos mundiales sobre "petroleum_resources_management:system_2007", los cuales se siguen en China, Rusia, EE UU, OPEP, etc, etc. Agrego que, en la preparación de ese documento, también, participaron profesionales de PDVSA y del Ministerio de Petróleo y, al mismo, tiempo de uso obligatorio porque si no te apegas a ellos no consigues socios y la banca de inversión y gobiernos no daría préstamos. Punto.

Con el mismo argumento pudiera cuestionarse lo que hace Canadá, este pais, para las "Oil Sands", presenta su POES de 1,84 trillones de barriles de petróleo (billón en Venezuela), a ese POES le estimaron un factor de recobro del orden del 10 por ciento, lo que resulta en unas reservas de 176,8 billones de barriles (mil millones de barriles en Venezuela)... Ellos aplican lo mismos métodos que se usan en venezuela. ¿Entonces?

Ahora viene, la diferenciación entre reservas y recursos contingentes y como se aplican estos en la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez. Para evitar contradicción les copio los conceptos tal cual están en el informe antes señalado, disculpen el escrito en inglés:

reserves are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable

by application of development projects to known accumulations from a given date forward

under defined conditions. reserves must further satisfy four criteria: they must be

discovered, recoverable, commercial, and remaining (as of the evaluation date) based on

the development project(s) applied. reserves are further categorized in accordance with

the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on

project maturity and/or characterized by development and production status.

En las diferentes áreas operacionales en lo que PDVSA llama La Faja está comprobado, sin lugar a dudas, que el petróleo extrapesado, menor de 10 grados API, se ha estado produciendo por mas de 50 años en el área de morichal y por mas de veinte años en las áreas de Carabobo, Ayacucho y Junín en la cual operan mas de 10 empresas mixtas. Actualmente, se explotan, de esas áreas, alrededor de 1,2 millones de barriles por día.

Las instituciones que antes señalé consideran las reservas de las "Oil Sands", no arenas bituminosas, como señala CMP , de Canadá,en la misma categoría de La Faja , aún cuando estas son , en su mayoría, petróleos extrapesados de 4 a 5 grados API, el cual es un sólido que no se mueve con los métodos convencionales y usan métodos parecidos a la minería a cielo abierto, así como nuevos métodos que han probado ser exitosos como sagd,vapex, magnetismo, inyeccion contínua y alterna de vapor, etc.

contingent resources are those quantities of petroleum estimated, as of a given

date, to be potentially recoverable from known accumulations, but the applied project(s)

are not yet considered mature enough for commercial development due to one or more

contingencies. contingent resources may include, for example, projects for which there

are currently no viable markets, or where commercial recovery is dependent on

technology under development, or where evaluation of the accumulation is insufficient to

clearly assess commerciality. contingent resources are further categorized in

accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be subclassified

based on project maturity and/or characterized by their economic status.

los recursos contingentes (rr cc) no se aplica a la faja por las razones siguientes:

1. los rr cc son cantidades potencialmente recuperables si ciertas contingencias se superan. en cambio, las de la faja están en producción y las que no están es porque no se han perforado las decenas o cientos de miles de pozos que hacen falta para lograr, teoricamente, su máxima producción.

2. los rr cc no cuentan con la suficiente madurez, generalmente, falta de infraestructura, mercado, sin tecnología comprobada para producirlo, incertidumbre de existencia, y, por supuesto, sin financiamiento que haga viable su desarrollo. las cantidades de la faja no se le aplica ninguna de las características de los rr cc; en cambio, tienen, tecnología, tienen mercado, son de comprobada existencia y tienen proyectos de desarrollo en marcha.

Creo que PDVSA, Canadá, Arabia Saudita, Rusia y todos los países petroleros del mundo tienen los pies sobre la tierra. En la mayoría de ellos sus reservas no han llegado a su desarrollo total. La mayor parte de sus reservas probadas son no desarrolladas, creo que eso no tiene, absolutamente, nada de malo; por el contrario, cuanto mas reservas no desarrolladas tenga un país, sin importar el tipo de petróleo, quiere decir que serán petroleros por mucho mayor tiempo. hay países, no es nada raro, que ya no tengan reservas petroleras por desarrollar, lo cual implica que tendrán que recurrir, a la importación de petróleo o usar otras tecnologías para cubrir su matriz energética.

No tiene nada de malo que Venezuela haya desarrollado solo el 4 % de sus reservas. Lo que quiere decir que nos quedan el 96 por ciento por desarrollar, seremos un país petrolero por mucho mas tiempo, en el supuesto que el petróleo siga teniendo un papel que jugar dentro de 50 o 100 años. Malo fuera si tuvíéramos un desarrollo del 96 o 99 por ciento. ya estaríamos a punto de no ser un país petrolero. en alguna parte de sus informes CMP dice que tendríamos petróleo por cerca de 400 años; malo no es. o.

CMP se somete a la crítica, lo cual es muy bueno. En primer lugar, el término "recursos yacentes" no existe, ver mas abajo definición en el informe que hemos señalado, cuando se refieren al estado actual de las reservas. El término que se debe usar es reservas probadas no desarrolladas. Esto pasa, por ejemplo, en la Cuenca de Maracaibo hay mas de 20 mil millones de barriles de reservas probadas y estoy seguro, que una parte de ellas son reservas no desarrolladas; lo mismo pasa con las reservas de La Faja; también, en Canadá, etc. Su única característica, según el informe, es que se esperan que sean explotadas con inversiones adicionales, favor ver última línea del texto que sigue.

2.1.3.2 reserves status

once projects satisfy commercial risk criteria, the associated quantities are classified as

reserves. these quantities may be allocated to the following subdivisions based on the funding

and operational status of wells and associated facilities within the reservoir development plan

(detailed definitions and guidelines are provided in table 2):

• developed reserves are expected quantities to be recovered from existing wells and

facilities.

o developed producing reserves are expected to be recovered from completion

intervals that are open and producing at the time of the estimate.

o developed non-producing reserves include shut-in and behind-pipe reserves.

• undeveloped reserves are quantities expected to be recovered through future investments.gativas como las de nuestro ya citado steve henke.

Mantengo en mis dos análisis de lo que ha escrito CMP, el anterior publicado en Aporrea y en este, que lo mas válido en cuanto a los parámetros técnicos para la certificación de los recursos y reservas probadas de la faja , cumpliendo con acuerdos mundiales, son los que han aceptado el Ministerio del Petróleo, PDVSA, Ryder Scott, OPEP, JPT, WOC y muchas otras instituciones. No le doy crédito al Sr Henke, por muchas credenciales que pueda tener, pero el título del artículo al que refiere CMP, es sugerente de lo anti PDVSA que es. Si se quiere leer mas documentos, en contra de la industria petrolera de Venezuela, se pueden leer artículos, ensayos, etc, además de lo escrito por el Sr Henke, a gente del petróleo, soberanía.org, cuando existía, etc., Por supuesto, que hay mala intención en el artículo de henke como, también, lo señala cmp.una visión certera de la realidad de

El término "reservas activas" no existe. Lo que se quiere decir, creo yo, que las reservas probadas a los niveles de producción actuales de los yacimientos le durarán 8,2 años. veo esto como un dato informativo. en verdad no es comparable Exxon con PDVSA, son dos mundos diferentes.

Para ayudar hago alguna consulta, en la web, sobre exxonmobil: en la actualidad tiene reservas probadas de petróleo equivalente alrededor de 20 mil millones de barriles, de los cuales el 53 por ciento son líquidos, lo que equivale a uno 10 mil millones de barriles, que según cmp les durará los 8,2 años que reporta cmp. esto es lógico, exxonmobil tiene treinta veces menos reservas que pdvsa y, por eso, la de pdvsa durará los 400 años a lo que hice mención, anteriormente.

Tuve confusión sobre el término mistificar, asi que busqué en la web y me encontré con esto:

mitificar y mistificar no son términos sinónimos. como ocurre con otras muchas palabras españolas ortográficamente son muy similares. en este caso, solo una consonante, una "ese" de su primera sílaba, las diferencia. pero semántica y etimológicamente son muy diferentes. la primera, según el diccionario de la lengua española (edición de 2014) significa rodear de extraordinaria estima determinadas teorías, personas o sucesos; la segunda, de acuerdo con el mismo diccionario, significa falsear, falsificar o deformar.

De acuerdo con lo que dice CMP en su expresión, "es necesario desmontar esa mistificación para poder tener una visión certera de la realidad de nuestros yacimientos", las instituciones del estado venezolano, que ya he señalado, han estado falseando, falsificando o deformando la realidad de las reservas probadas de hidrocarburos de venezuela. Un juicio de valor muy fuerte, sobre todo viniendo de un venezolano que ha hecho su vida profesional relacionado con la industria petrolera de venezuela y otras instituciones del estado como la ucv, el bcv, embajadas, etc. CMP tiene todo el derecho a decir lo que el quiera, pero, al mismo tiempo, otro venezolano como yo, también, tiene el derecho de diferir de sus posiciones.ser de 300 años.

Ya lo dije, las reservas de Exxonmobil no pueden durar 300 años por la sencilla razón que no tienen la cantidad para que duren ese tiempo.mismo, en tanto que se

Las cifras de producción que PDVSA ha reportado en sus planes viejos de producción han indicado que se podría llegar a producir 4 millones de barriles de petróleo por dia de la faja. cmp dice que "además de ser una imposibilidad física por su magnitud volumétrica, es también irracional, desde el punto de vista de la optimiización del uso del recurso, el pretender liquidarlo aceleradamente". Sin llegar a discutir si eso es racional, lo que me interesa señalar que físicamente es posible si se tuviera el capital para lograrlo. Para esto pongo como ejemplo lo que hizo EE.UU. en el "shale oil": con el dinero que puso el estado, a través de la banca de inversión, con intereses casi cero, fueron capaces de producir en los últimos años unos 5 millones adiciones de petróleo por día con la perforación de mas de cien mil pozos. Si, 100.000 pozos.

A falta de datos precisos de las causas por las cuales los 17.000 pozos que reporta PDVSA como reactivables, en efecto, parte de ellos podrían ser activados. No obstante, habría que investigar que análisis económicos ha hecho PDVSA para permitir que se haya llegado a esa cantidad importante de pozos. De mi experiencia, como "reparador" de pozos petroleros, puedo especular que estos pozos pueden tener problemas que podrían ser: presencia de "pescado", ruptura de "casing", ruptura de tubería de producción, falta de repuesto para piezas dentro y/o fuera del pozo, alta producción de agua, alta producción de gas, alta producción de h2s, niveles de producción no comerciales, altos costos de reactivación, negativa de socios en empresas mixtas de invertir en este tipo de pozos, etc, etc. Yo podría especular que las decisiones de PDVSA pudieran estar basadas en aspectos, netamente, financieros esto quiere decir que está dirigiendo sus presupuestos de gastos e inversión a aquellas áreas donde los costos por barril sean los mas bajos y, hoy en día, es La Faja el área que garantiza la rentabilidad mayor.

CMP da en el clavo cuando dice que "...después de casi 100 años de producción petrolera, nuestros yacimientos convencionales se encuentran enfrentados a una declinación promedio del 25% anual,...". me atrevo a decir que muchos que los pozos inactivos están en yacimientos que están en franco agotamiento y por lo tanto no vale la pena invertir en ellos. en el pasado participé en trabajos que hace pdvsa para hacer el inventario de los pozos inactivos y, en dependiendo de su capacidad financiera, se escoge, cada año, un número limitado de pozos que tienen la mayor probabilidad de éxito en su reactivación.

Debo señalar que la mayoría de las actividades que señala CMP no son "actividades de recuperación secundaria". Ninguna, de acuerdo a lo que aprendí en la escuela de ingeneiría de petróleo se consideran recuperación secundaria. en cambio si lo son, inyección de gas, agua, vapor y muchos otros métodos.s sólo de una contención parcial:

A diferencia de Sísifo a quien, como castigo, se le obligaba llevar la piedra al tope de una cima y antes de llegar se le venía pendiente abajo y se le perdía todo su esfuerzo y tenía que empezar de nuevo, PDVSA está muy lejos de ser Sísifo: primero, que no está castigada y segundo, el esfuerzo que hace PDVSA cada año se traduce en la incorporación de más de 600 mil barriles por día, en caso que consideremos que la producción de Venezuela está en el orden de los 2,3 millones de barriles por día (PDVSA tiene que subir al tope de la cima una piedra de 600 mil barriles por día,cada año. Una guará). Esta consideración está hecha por el número de declinación que reporta CMP de 25 por ciento anual. Para cualquier empresa petrolera mundial que incorpore, al menos, 600 mil barriles por día, cada año, dista mucho de considerarla Sísifo. También, debemos considerar que los US$ están bien escasos por razones que todos conocemos, motivo de otro análisis.

Las actividades en el gráfico aludido por CMP, repito, no son actividades de recuperación secundaria. Creo que el razonamiento debería ser que por falta de recursos financieros (dólares, euros, yuanes, rublos) no se pueden hacer las inversiones necesarias para mantener o aumentar el potencial de producción de PDVSA. Insistimos, que no es por falta de reservas probadas.

Estoy de acuerdo que las actividades relacionadas con recuperación secundaria, en el sentido estricto, deben incrementarse siempre y cuando los costos de su implementación no sean, significativamente, mayores que los costos de producción de La Faja. A menos que priven otras consideraciones como la necesidad de producir un tipo de petróleo para satisfascer requerimientos de una de nuestras refinerías.

Creo que PDVSA ha considerado la baja de velocidad de ejecución de los nuevos proyectos de la faja que incluyen mejoradores, porque la inversión, en estos, es muy alta y los precios actuales del petróleo no la permiten. Sin embargo, los proyectos de La Faja continúan, como dije, y el petróleo extrapesado que se produce, se diluye con petróleo liviano de la propia PDVSA y, en algunos casos, con petróleo liviano importado y nafta, la cual no deja de ser económicamente viable. La dilución es el método, por excelencia, que se usa en Canadá para diluir su petróleo extrapesado y venderlo como petróleo pesado.

No olvidemos que las operaciones en el lago de Maracaibo son las mas costosas de PDVSA. Sin lugar a dudas invierto donde mis costos sean menores y, por ende, obtengo mayor ganancia.

No solo con recuperación secundaria se puede incrementar la recuperación de petróleo, también, con recuperación terciaria: abundan los métodos, pero faltan los cobres..

Con conocimiento de causa digo que El Furrial ha sido sometido desde sus inicios de producción a una intensa recuperación secundaria con la inyección de gas y agua para mantener, en lo posible, presiones cercanas a las originales. De no aplicarse este método no se hubiera tenido el éxito de producción que ha tenido este campo; en cambio, si se hubiera dejado caer la presión, a ciertos valores, el campo hubiera dejado de producir porque a presiones mas bajas que la original causaría el taponamiento de los pozos con la parafina que se deposita dentro del pozo. en cualquier campo, y El Furrial no es la excepción, siempre se busca la máxima recuperación en el menor tiempo posible con la aplicación de la tecnología que así lo permita.

Una empresa integrada, como lo es PDVSA, con su bastión principal siendo la producción, cada año hace lo que CMP insinúa se perforan pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se reparan y recompletan pozos y se implementan nuevos proyectos de recuperación secundaria y en algunos casos recuperación terciaria. Pero, repito, no hay suficientes cobres para hacer todo lo que se quisiera hacer. Si sucede, será con aumentos de precios del barril de petróleo, mayores a los actuales que seguirán en aumento, con los que se aumentarían las actividades señaladas y, con eso, mantener o aumentar los niveles de producción actuales.